Methanmolekül

Die Zukunftstechnik die keine sein darf?

Komprimiertes Erdgas (CNG) der unterschätzte Kraftstoff

Die Marktentwicklung von Methan als Kraftstoff ist in China, Nordamerika, Skandinavien und in den Niederlanden bereits sehr viel weiter vorangeschritten als in Deutschland. Zu den wichtigsten Markttreibern gehören wettbewerbsfähige Methan-Kraftstoffkosten, verbesserte Luftqualität und der politische und industrielle sowie gesellschaftliche Wille, die Ölabhängigkeit zu verringern und die allgemeine Wettbewerbsfähigkeit des nationalen Marktes auszubauen. Privatwirtschaftliche Initiativen und staatliche Eingriffe sind für die Marktgestaltung von wesentlichem Interesse.
VEUS-Shipping sprach mit dem renommierten und international anerkannten Experten Prof. Dr. Albert Maringer, President und CEO der Maringer Consulting Alberta Ltd., Canada.

VEUS-Shipping: Warum tut sich Deutschland so schwer den Kraftstoff Methan insbesondere für die unzähligen Wasserfahrzeuge in unseren Häfen mit komprimiertem Erdgas, CNG, auszurüsten?

Dr. Maringer: In der Tat treibt uns diese Frage um, zumal Erdgas (NG = Natural Gas), ein uns seit vielen Jahrzehnten im täglichen Gebrauch vertrauter Energieträger im privaten wie auch im Industriebereich ist. Offenbar kennen wir es dennoch nicht gut genug, um sein Potential für unsere Zukunft abschätzen zu können. Zu weit über 90% besteht Erdgas aus Methan (CH4). Erdgas hat sich in den Haushalten als verlässlicher, sauberer und leicht handhabbarer Energieträger durchgesetzt und dabei auch zunehmend in Heizanlagen und Kraftwerken das Heizöl verdrängt. Erdgas-Lagerstätten (ebenso wie die Kohle- und Erdöl-Deposits) stammen meist aus dem paläohistorischen Carbon-Zeitalter (vor ca 360 bis 300 mio Jahren) und des Perms. Entlang des Zerfallsprozesses der damals in großem Maße gewachsenen organischen Substanzen (dabei mittels Photosynthese unter Bindung des damals in der Atmosphäre vorhandenen CO2) bildeten sich über viele Millionen Jahre Erdgas, Erdöl und Kohle in geographisch und chemisch variierenden Konzentrationen. Daher finden sich weltweit und nicht nur in den prominenten OPEC-Ländern mehr oder weniger ausgeprägte Lagerstätten. So hat zB Borneo gerade ein LNG-Lieferterminal in Betrieb genommen. Energetisch gesehen, werden heute die Energievorräte fossilen Erdgases als ein mehrfaches größer eingeschätzt, als die Ölvorräte je waren. Da die Erde zu 70% von Wasser bedeckt ist, beziehen sich diese Einschätzungen lediglich auf die (Land) Kontinente insbesondere jene, die einst den Urkontinent Pangea (während Carbon- und Perm-Zeitalter) bildeten.

Prof. Dr. Albert Maringer

Prof. Dr. Albert Maringer

Dadurch liegen ca 60% der fossilen Erdgas-Vorräte in der geographischen Ellipse, die die arabischen Länder über Iran, Irak, Syrien bis einschließlich der „Stan“-Länder, Russland und Sibirien abdeckt. Weitere große Lagerstätten ziehen sich durch die Americas von Bering See, Alaska, Canada, USA, Mexico, Venezuela, Brasilien bis nach Feuerland/Argentinien (einschließlich der Küstengewässer /-shelfs). Man könnte sagen, dass Erdgas daher der fossile Energievorrat der Zukunft ist. Methan ist auch im Kosmos ein weitverbreiteter Stoff. Viele Planeten und Sternensysteme haben ausgeprägte Methan- Atmosphären und -Seen. So finden wir auch in der Tiefsee zB fossiles Tiefsee-Methanhydrat aus Urzeiten in unüberschaubar großen Mengen. Im Permafrost eingefrorenes Methan in der Erdoberfläche wird derzeit beobachtet wie es bei der Erderwärmung auftaut, in die Atmosphäre entweicht und dabei Sink-Holes kollabieren (Sibirien). Den Transport von Erdgas von der Lagerstätte zu den Verbrauchern übernahmen seit Anbeginn Pipelines. Da hohe Eigenbewegung der gasförmigen Methan-Moleküle den Transportfluss bremst, „schieben“ Verdichter Stationen (ca 1.5 bis 3 MW bei Niederdrucksystemen) in regelmäßigen Abständen (ca 50-60 km) entlang der Pipeline das Gas zu den Verbrauchern. Damit wurden zunächst auch nur jene Lagerstätten erschlossen, die hoch ergiebig und geographisch relativ nahe bei den Hauptverbrauchern lagen.

Wegen der Notwendigkeit der Verdichter Stationen waren es zunächst nur jene Quellen-Verbraucher Verbindungen, die über den Landweg und ohne größere Wasserquerung möglich waren. Erst mit Hochdruck-Pipelinetechniken bis zu 100 bar (3 Verdichter zu je 33 MW), wie bei der Ostseepipeline von Russland nach Deutschland, können größere Unterwasserstrecken (100-200 km) ohne Unterwasser Verdichter Stationen bewältigt werden. Inzwischen ist das Landpipelinenetz umfänglich ausgebaut und geht bis Sibirien. Da jedoch weitere riesige Lagerstätten fernab von Großverbrauchern liegen, meist auch durch Meere getrennt und die bisher nicht durch Pipelines erschließbar waren, hat sich die LNG-Technik zum Transport von großen Erdgasmengen von derartigen „Inseln“ (siehe Borneo) und fernen Lagerstätten (Australien, Venezuela, Qatar, etc) bei deren Erschließung durchgesetzt. Bei Abkühlung auf minus 162 Grad (Siedepunkt von Methan) kollabiert das Volumen des Methan-Gases auf ein sechshundertstel und wird nun zu LNG (liquefied natural gas). LNG, also das verflüssigte aber drucklose kalte (cryogenische) Methan, kann in speziellen (cryogenischen) Tankbehältern (zB hochlegierte Nickelstähle mit hochwertiger Thermoisolation), ähnlich einer Thermoskanne, per Schiff kostengünstig über weite Strecken transportiert werden. Am Zielort wird die Ladung in ein Receiving-Terminal, sozusagen eine stationäre Thermoskanne mit ausreichender Kapazität, umgepumpt und kann danach in heute bereits technisch ausgereiften Tankfahrzeugen (Wasser, Schiene, Rad) weiter verteilt werden. Heute fahren ca 360 LNG Tanker auf den Weltmeeren und unterstützen den LNG Welthandel.

Obwohl die Thermoisolation hochwertig aber endlich ist, erwärmt sich das LNG im Tank partiell und geringe Menge gasförmigen Methans bildet sich, das „boil-off“. Damit bietet die längerfristige Lagerung und der Transport von LNG besondere technische Herausforderungen zum Management des boil-offs (das CNG als Speicher nicht hat): zB Rückverflüssigung oder Weiterverbrauch des nun gasförmigen Methans. Die zunehmend wachsende Zahl von Lieferanten, die bisher nicht am Energiemarkt teilnahmen, haben einen großen Druck auf den Weltmarktpreis ausgelöst und der mit jedem zuwachsenden Verflüssiger, wie z.B. Borneo, zunimmt. Während die Pipeline-Technik zu einem Monopol-Verhalten des Lieferanten einlädt, übt eine Vielzahl der LNG-Lieferanten (Oligopol bis Polypol) mit deren relativ geringen variablen Kosten einen Preisdruck auf die Resource aus. Die Mobilität von LNG als Handelsgut hat dazu geführt, dass Methan an der New Yorker Mercantile Exchange (NYMEX) in Million British Thermal Units (1 mmBTU = 293 kWh) heute in der Größenordnung von 2-3 $/mmBTU gehandelt wird. Ein potentieller Kunde müsste lediglich ein Empfangsterminal besitzen, um in den Genuss der globalen Preise kommen zu können.

Da es in Deutschland mangels geeigneter Empfangsterminalkapazität derzeit keinen entsprechend großvolumigen Import von freigehandeltem LNG gibt, dominiert der historisch hohe (Pipeline-) Preis den deutschen Erdgasmarkt, der ein mehrfaches über dem aktuellen NYMEX-Preis liegt. Derart um den Wirtschaftlichkeitsvorteil beraubt, der in vielen Ländern die rasante Verbreitung von LNG, CNG bzw Methan in der Antriebstechnik treibt, bleibt in Deutschland eigentlich nur die Einsicht, daß Methan (LNG) besseres Emissionsverhalten hat als der Dieselkraftstoff. Der Innovationsmotor für die Anwendung von Methan kommt daher noch nicht auf Drehzahl, er stottert, wie eingangs angesprochen. Methan kommt nicht nur in der fossilen Form als Erdgas vor, sondern auch biologisch/natürlich erzeugt (Kuhställe, Fäulnisgase, Deponiegase, etc). Jedes Rind produziert täglich ca 150 – 250 ltr Methan. Immer dann wenn Methan gasförmig vorliegt und in der Mobilität keine sonderlich großen Energievorräte, wie zB in der Großschifffahrt, mitgenommen werden müssen, dann bietet es sich an, das gasförmige Methan, statt es aufwändig zu LNG zu verflüssigen, hingegen mit recht unkompliziertem Kompressor in Druckbehälter zu CNG (Compressed Natural Gas) zu pressen. Bei einer Verdichtung auf 250 bar reduziert sich das Gas-Volumen auf 1/250stel.

Bei einer Verdichtung auf z.B. 700 bar, wie bei Wasserstoff-Technik eingesetzt, könnte CNG nahezu jene Energiedichte erreichen, wie sie Diesel-Kraftstoff hat? Über 90% aller Müll-Trucks in den USA fahren mittlerer Weile mit „grünem“ Methan aus ihren Deponien, zu CNG in den Tank gepresst. Der tägliche Radius der Trucks wird auf ca 300-400 km angegeben. In der BRD gibt es ca 900 CNG Tankstellen. Bei recht unkomplizierter Technik könnte nahezu jeder größere Verbraucher aber auch heute schon seine eigene Tankstelle mit Versorgung über das lokale Erdgasnetz einrichten. Der Knüller in Hinblick auf unsere Zukunft ist jedoch, dass sich Methan synthetisch in großen Mengen aus CO2 und Wasserstoff herstellen lässt. Wenn der Wasserstoff aus erneuerbaren Energieformen (Wind, Solar) mittels Elektrolyse gewonnen wird, kann dieses „grüne Methan“ in der Mobilität zu CO2 neutralem Betrieb mit geschlossenen und damit nachhaltigen Stoffkreisläufen führen. Diese Möglichkeit wird uns heute insbesondere mittels CNG erschlossen? Da es sich chemisch nicht von fossilem Methan in dem Erdgas Verteilnetz unterscheidet, kann es in nahezu beliebiger Menge in das Erdgasnetz eingespeist und an beliebiger Stelle wieder entnommen werden. Damit ist das Erdgasnetz bereits heute – ohne zusätzliche Infrastrukturinvestitionen – ein formidabler Energie-Speicher und Verteiler für in Methan umgewandelte erneuerbare Energieformen. Somit könnte im Mix der Bezug fossilen Erdgases zurückgedrängt und irgendwann sogar vollends substituiert werden.

Es gibt weder einen LNG-Motor noch einen CNG-Motor, sondern allenfalls einen Gasmotor (Otto, Diesel oder Gasturbine). Ob CNG oder LNG, beide nutzen lediglich verschiedene Aggregatzustände von Methan zu dessen Vorratshaltung, müssen, bevor es in einem Gasmotor in Drehmoment/Drehzahl umgewandelt wird, auf ca 5 bar (und niedriger, je nach Motortyp) entspannt bzw auf Normaltemperatur erwärmt also zu Methan Gas konditioniert werden.

IMO‘ s wesentliche Motivation, LNG als Treibstoff zuzulassen, waren die mit der Einführung der SECA (Sulphur Emission Controlled Area) in Nord- und Ostsee verbundenen sehr niedrigen Emissionsgrenzwerte, die mit traditionellen Dieselkraftstoffen nicht mehr (oder nur mit großen kostenintensiven Umrüstungen) erreichbar sein werden. Methan als LNG hat nicht nur eine nahezu dieselgleiche Energiedichte, sondern LNG bringt die erforderlichen Abgas-Verbesserungen sozusagen gratis per Molekülaufbau mit und hat infolge besseren Verhältnisses von Wasserstoff- zu Kohlenstoffatomen als Dieselkraftstoff auch eine deutlich geringere CO2 Emission. Während der Dieselkraftstoff mit seiner langen CH-Kette hauptsächlich das Emissionsproblem verursacht (NOx, Partikel, SOx, etc), wie die aktuelle Diskussion um Dieselmotoren zeigt, wäre das kein Problem wenn Methan der Hauptenergieträger im Dieselmotor wäre, wie die Motoren von Westport belegen.

Nicht der Dieselmotor per sé ist das Problem, sondern der Dieselkraftstoff.

Man könnte sagen: „ …mit Methan wäre das nicht passiert“. Dennoch ist absehbar, dass LNG noch auf lange Sicht aus fossilem Methan bestehen wird. Hingegen dürfte der Umstieg auf „grünes Methan“ eher per CNG gelingen und das Pipeline-Erdgas den Übergang heute schon nahtlos erlaubt. Es ist daher recht unverständlich, weshalb dieses vertraute Erdgas nun in Form von LNG-Methan (abgesehen von den cryogenischen Aspekten) plötzlich ein absolut neuer Treibstoff sein soll und dabei unbekannte Sicherheits- und Handlings Probleme mit sich bringen sollte. CNG-Methan wird hingegen bereits ohne besonderes Aufhebens noch nicht einmal von speziell geschultem Fachpersonal an öffentlichen Tankstellen getankt, sondern von den Autofahrern selbst. Die Techniken um die LNG Logistik (Schiff, Schiene, Straße, Verteillager) sowie für CNG sind lange ausgereift. Es mangelt jedoch am Willen der Industrie, der Politik und der Gesellschaft sowie an der Harmonisierung der national und international unterschiedlichen Regularien im Betrieb, Bunkern, Lagern, als Treibstoff. Das rohstoffarme Japan ist seit vielen Jahren einer der größten LNG-Importeure und hat eine etablierte CNG, LNG bzw Methan Infrastruktur inkl. bewährter Regularien. Seit Jahrzehnten gibt es einen etablierten Welthandel mit LNG und es wird an der NYMex gehandelt. LNG und CNG sind also nichts Neues und eigentlich müssten wir das Rad nicht neu erfinden.

VEUS-Shipping: Herr Dr. Maringer wir danken für das Gespräch

Gast-Autor: Prof. Dr. Albert Maringer